Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП "Красноленинский"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66726-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РН-Няганьнефтегаз", г.Нягань |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский» (далее - СИКН) предназначена для измерения объемного расхода (массы) нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66726-17 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП "Красноленинский" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 530 |
Производитель / Заявитель
АО "РН-Няганьнефтегаз", г.Нягань
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 66726-17: Описание типа СИ | Скачать | 264.4 КБ | |
| 66726-17: Методика поверки | Скачать | 864.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский» (далее - СИКН) предназначена для измерения объемного расхода (массы) нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на косвенном методе динамических измерений с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных. Выходные сигналы преобразователей расхода, давления, температуры, плотности, объемной доли воды по линиям связи поступают в систему обработки информации, которая принимает и обрабатывает информацию с последующим вычислением массы нефти.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы. Конструктивно СИКН состоит из функционально объединенных блоков:
а) Блока измерительных линий (БИЛ), который предназначен для непрерывного измерения объемного расхода нефти. На каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений:
- преобразователь расхода жидкости турбинный MVTM, номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 16128-01 или преобразователь расхода турбинный НТМ-06, регистрационный номер 56812-14;
- термопреобразователь сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом ТСПУ мод. 65-644, регистрационный номер 27129-04 или датчик температуры Rosemount 644, регистрационный номер 63889-16;
- преобразователь давления измерительный 3051, регистрационный номер 14061-99 или датчик давления Метран-150, регистрационный номер 32854-13;
- манометры МТИф, регистрационный номер 60168-15;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
б) Блока измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенного для непрерывного автоматического измерения показателей качества нефти. В состав БИК входят:
- влагомеры нефти поточные LC (рабочий и резервный), регистрационный номер 16308-97;
- преобразователи плотности жидкости измерительные 7835B (рабочий и резервный), регистрационный номер 15644-06;
- расходомер-счётчик жидкости XMT868, регистрационный номер 14772-06;
- термопреобразователи сопротивления платиновые с унифицированным выходным сигналом ТСПУ мод. 65-644, регистрационный номер 27129-04 или датчики температуры Rosemount 644, регистрационный номер 63889-16;
- преобразователь давления измерительный 3051, регистрационный номер 14061-99 или датчики давления Метран-150, регистрационный номер 32854-13;
- манометры МТИф, регистрационный номер 60168-15;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4, регистрационный номер 303-91.
в) Системы обработки информации (СОИ), предназначенной для сбора и обработки сигналов, поступающих от измерительных преобразователей, вычислений показателей и параметров нефти по реализованному в ней алгоритму, а также индикации и регистрации результатов измерений и вычислений. В состав СОИ входят:
- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (основной и резервный), регистрационный номер 57563-14;
- АРМ оператора (основное и резервное).
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме:
1) объемного расхода нефти по каждой измерительной линии и в целом по СИКН;
2) объемной доли воды в нефти;
3) давления в БИЛ, БИК и ТПУ;
4) температуры в БИЛ, БИК и ТПУ;
5) плотности нефти;
- расчет в автоматическом режиме:
1) объема нефти при рабочих условиях и приведение к стандартным условиям, в т.ч. по каждой измерительной линии;
2) текущего значения плотности нефти с учетом температуры и давления в БИК;
3) текущего значения плотности нефти к условиям измерения объема нефти и к стандартным условиям;
4) вычисление средневзвешенного значения плотности нефти при условиях измерения объема за отчетный период (2 часа, смена, сутки, месяц) и приведение к стандартным условиям;
5) вычисление средневзвешенных значений температуры и давления для каждой измерительной линии и для СИКН в целом за отчетный период (2 часа, смена, сутки, месяц);
- вычисление массы нетто (за смену, сутки) с использованием результатов измерений массовых долей хлористых солей и механических примесей, полученных по данным испытательной лаборатории и массовой доли воды, измеренной в испытательной лаборатории или вычисленной по результатам измерений объемной доли воды поточными преобразователями влагосодержания;
- автоматическая корректировка коэффициента преобразования турбинного ПР от изменения расхода;
- автоматическое (по заданию оперативного персонала с АРМ-оператора) выполнение поверки рабочих ПР без нарушения процесса измерения количества и показателей качества нефти;
- автоматический контроль, индикация, сигнализация и регистрация предельных значений параметров нефти;
- формирование текущих отчетов, актов приема-сдачи, паспортов качества нефти;
- управление пробоотбором;
- контроль метрологических характеристик рабочих ПР по ТПУ;
- индикация и автоматическое обновление на экране монитора текущих значений технологических параметров СИКН и качественных параметров нефти;
- формирование журнала аварийных событий;
- формирование протоколов поверки рабочих ПР , протоколов КМХ рабочих ПР;
- формирование аварийных сигналов при наличии (появлении) свободного газа в нефти, предельных значений содержания воды в нефти, расхода по ИЛ и БИК.
Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002: ИС-2.
Общий вид СИКН представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКН
Программное обеспечение
СИКН имеет программное обеспечение (ПО), представленное встроенным прикладным ПО контроллера измерительного FloBoss S600+ и ПО АРМ оператора. Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
ИВК FloBoss S600+ |
АРМ оператора |
|
Идентификационное наименование ПО |
ИВК FloBoss S600+ |
АРМ оператора СИКН |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
444-fb.v1.0 |
444.V1.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
396f |
b32f5ad244014b1ad1 7c2b57700fbadd |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Объемный расход нефти, м3/ч |
от 200 до 1650 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий |
4 (3 рабочих, 1 резервно-замещающая) |
|
Измеряемая среда |
Нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
|
Характеристики измеряемой среды: Давление нефти, МПа Температура перекачиваемой нефти, °С Плотность в рабочем диапазоне температуры нефти, кг/м3 Кинематическая вязкость в рабочем диапазоне температур, сСт Массовая доля воды, %, не более Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более Массовая доля механических примесей, %, не более Содержание свободного газа |
от 0,23 до 0,80 от +5 до +50 от 770 до 890 от 4 до 20 0,5 100 0,05 не допускается |
|
Режим работы СИКН |
непрерывный |
|
Температура окружающего воздуха: - для первичных измерительных преобразователей, °С - для ИВК и АРМ оператора, °С |
от +5 до +40 от +5 до +35 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение питания переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
(220/380) ^Х; (50 ± 1) |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский» |
1 экз. | |
|
Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский» |
1 экз. | |
|
«ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский». Методика поверки» с изменением № 1 |
МП 66726-17 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 66726-17 «ГСИ Система измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский». Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному ФБУ «Тюменский ЦСМ» 17.11.2017 г.
Основным средством поверки является трубопоршневая поверочная установка 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский».
Сведения о методах измерений
«Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 530 ЦТП «Красноленинский». Методика аттестована 30.01.2018 г. ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1295/01.00248-2014/2018.
Нормативные документы
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости.
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
